Золотой стык трубопровода что это
Перейти к содержимому

Золотой стык трубопровода что это

  • автор:

Гарантийный стык

1.4.14 Гарантийный стык — стыковое кольцевое сварное соединение трубопровода, гидравлические испытания которого не проводятся.

Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации . academic.ru . 2015 .

  • гарантийный срок эксплуатации огнезащитных составов для стальных конструкций
  • гарантийный участок

Смотреть что такое «Гарантийный стык» в других словарях:

  • Стык — устройства, обеспечивающие взаимодействие систем, определяемое общими функциональными и конструктивными характеристиками, общими требованиями к протоколам обмена и т.д. Источник: ОСТ 45.163 2001: Спутниковые л … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
  • РД 08.00-60.30.00-КТН-046-1-05: Неразрушающий контроль сварных соединений при строительстве и ремонте магистральных нефтепроводов — Терминология РД 08.00 60.30.00 КТН 046 1 05: Неразрушающий контроль сварных соединений при строительстве и ремонте магистральных нефтепроводов: 1.4.15 Бригада сварщиков группа аттестованных в установленном порядке сварщиков, назначенных… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
  • Герметизация межпанельных стыков — Герметизация межпанельных стыков ремонтно строительные наружные работы составных частей панельного или блочного дома. Необходимость ремонта дефектных стыковых соединений панелей определяется жилищно эксплуатационными организациями при… … Википедия
  • СП 34-116-97: Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов — Терминология СП 34 116 97: Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов: Арматура запорная равнопроходные краны, задвижки и обратные клапаны, устанавливаемые на трубопроводах, отдельных его участках и… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
  • Цесаревич (броненосец) — «Цесаревич» c 31 марта 1917 «Гражданин» … Википедия
  • Гражданин (броненосец) — «Цесаревич» c 31.03.1917 «Гражданин» Линейный корабль «Цесаревич» в Гельсингфорсе, 1914–1917 годы. Основная информация … Википедия
  • Автомобиль — (Cars) Содержание Содержание 1. История создания первого авто 2. История марок Aston Martin Bentley Bugatti Cadillac Chevrolet Dodge Division Ferrari Ford Jaguar 3. Классификация По назначению По размеру По типу кузова По рабочему объему… … Энциклопедия инвестора

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Гарантийный стык не подвергается испытательному давлению и требует большего ( в сравнении с захлестом) объема неразрушающего контроля, например, дублирования радиографического контроля ультразвуковым контролем. [1]

В местах присоединения газопроводов над гарантийными стыками должны быть установлены контрольные трубки, выведенные под ковер. [2]

После испытаний на месте демонтированных узлов перепуска воды устанавливают катушки, которые приваривают гарантийными стыками , не подвергаемыми испытанию внутренним давлением, что снижает надежность объекта. [3]

Они устанавливаются в наиболее ответственных местах газопровода, на участках, которые не могли быть проверены испытанием ( гарантийные стыки ), или таких, которые почему-либо вызывают опасения. [5]

Как исключение запорная арматура и указанная выше обвязка ( после проведения предварительного испытания) на этих участках могут быть врезаны и после гидроиспытания двумя гарантийными стыками . [6]

Если величина территории, рельеф местности и категория грунта не позволяют испытывать весь переход в целом, следует проводить испытание отдельными секциями и соединять их гарантийными стыками . [7]

После удаления воды из трубопровода производят демонтаж всех узлов, приборов и оборудования, которые использовались при гидроиспытании, и монтаж нитки трубопровода путем врезки катушек с гарантийными стыками . [8]

Совершенно обязательным является гидравлическое испытание всех участков I категории, включая собственно запорную арматуру, на давление, равное 1 25 рабочего. При этом гарантийные стыки на этих участках допустимы, но нежелательны. Поэтому нужно исходить из того, что линейная часть КС, НПС практически испытывается дважды: гидравлически, на 1 25 рабочего давления, и повторно вместе с линейной частью магистрального газопровода на 1 1 рабочего давления. Естественно, что в тех случаях, когда линейная часть КС сооружается позже ввода в действие линейной части магистрального трубопровода, испытание проводится один раз, и в этом случае допускаются гарантийные стыки на границах испытываемых участков. [9]

Порядок пооперационного контроля и приемки сварки, изоляции и футеровки рабочей плети, а также приемка гидравлических испытаний не отличаются от рассмотренного ранее порядка приемки переходов через крупные водные преграды. Но имеется различие в части размещения гарантийных стыков . Так, если при подводном переходе гарантийный стык может свариваться на дюкерной части, то в рассматриваемых случаях гарантийный стык должен размещаться вне защитного кожуха. [10]

При проведении гидравлических испытаний трубопроводов необходимо иметь в виду, что в случаях установки на трубопроводе неравнопроходной запорной арматуры трубопровод и арматуры испытываются раздельно с врезкой запорной арматуры после удаления воды из трубопровода. В этом случае оформляется специальный акт на гарантийные стыки . [11]

Стыки выполняются с внутренним подваром, а при ремонте или ликвидации отказа или аварии выполняются гарантийные стыки , так как технически и физически невозможно выполнить подварку сварочного стыка при монтаже катушки. [12]

Порядок пооперационного контроля и приемки сварки, изоляции и футеровки рабочей плети, а также приемка гидравлических испытаний не отличаются от рассмотренного ранее порядка приемки переходов через крупные водные преграды. Но имеется различие в части размещения гарантийных стыков. Так, если при подводном переходе гарантийный стык может свариваться на дюкерной части, то в рассматриваемых случаях гарантийный стык должен размещаться вне защитного кожуха. [13]

Порядок пооперационного контроля и приемки сварки, изоляции и футеровки рабочей плети, а также приемка гидравлических испытаний не отличаются от рассмотренного ранее порядка приемки переходов через крупные водные преграды. Но имеется различие в части размещения гарантийных стыков. Так, если при подводном переходе гарантийный стык может свариваться на дюкерной части, то в рассматриваемых случаях гарантийный стык должен размещаться вне защитного кожуха. [14]

Совершенно обязательным является гидравлическое испытание всех участков I категории, включая собственно запорную арматуру, на давление, равное 1 25 рабочего. При этом гарантийные стыки на этих участках допустимы, но нежелательны. Поэтому нужно исходить из того, что линейная часть КС, НПС практически испытывается дважды: гидравлически, на 1 25 рабочего давления, и повторно вместе с линейной частью магистрального газопровода на 1 1 рабочего давления. Естественно, что в тех случаях, когда линейная часть КС сооружается позже ввода в действие линейной части магистрального трубопровода, испытание проводится один раз, и в этом случае допускаются гарантийные стыки на границах испытываемых участков. [15]

Термины и определения сварки

Аттестованная технология сварки — конкретная технология сварки, которая прошла приемку в данной производственной организации в соответствии с требованиями операционно-технологической карты и технологической инструкции по сварке, что подтверждается актом аттестации.

Аттестованный сварщик — квалифицированный рабочий, аттестованный в установленном порядке и имеющий первый уровень профессиональной подготовки в соответствии с действующими правилами аттестации.

Автоматическая сварка — сварочный процесс, при котором подача сварочной проволоки и перемещение сварочной головки осуществляются автоматически, а оператор устанавливает, наблюдает и корректирует параметры сварки.

Воротник — усиливающая накладка, привариваемая в процессе выполнения прямой врезки.

Горячий проход — слой шва, выполняемый по не успевшему остыть ниже регламентированной температуры металлу корневого слоя шва, как правило, способом «на спуск».

Захлест — соединение двух участков трубопроводов в месте технологического разрыва.

Зона термического влияния — участок сварного соединения,непосредственно примыкающий к шву по границе сплавления и не подвергшийся расплавлению, структура и свойства которого изменились в результате нагрева при сварке.

Катушка трубы — отрезок трубы, подготавливаемый для вварки в нефтепровод и имеющий торцы, обработанные механическим способом или путем газовой резки с последующей зачисткой.

Металл шва — сплав, образованный расплавленным основными наплавленным металлом.

Наплавленный металл — переплавленный без участия основного металла присадочный металл.

Прямая врезка — специальное сварное соединение, выполняемое в процессе строительства или ремонта нефтепровода и непосредственно соединяющее основную трубу и ответвление.

Полуавтоматическая сварка — сварочный процесс, при котором подача присадочной проволоки осуществляется автоматически,а перемещение сварочной горелки по периметру стыка осуществляется вручную.

Ремонт сварного шва — процесс устранения в готовом сварном стыке дефектов, обнаруженных неразрушающими методами контроля после завершения сварки и контроля и признанных контролером исправимыми. Исправления, производимые электросварщиком непосредственно в процессе выполнения сварного шва, в понятие «ремонт сварного шва» не входят.

Стык — неразъемное сварное соединение труб, трубы и соединительной детали или трубы и запорной арматуры.

приемочный стык — сварное соединение, выполняемое при аттестации технологии сварки;

допускной стык — стык, выполняемый при допускных испытаниях сварщиков;

контрольный стык — стык, вырезанный из сваренной нитки трубопровода, для проведения испытаний в объеме, предусмотренном действующими нормами.

гарантийный стык — стык, соединяющий участки трубопровода,подвергнутые испытательному давлению. Гарантийный стык не подвергается испытательному давлению и требует большего(в сравнении с захлестом) объема неразрушающего контроля, например,дублирования радиографического контроля ультразвуковым контролем.

Сертификат — документ о качестве конкретных партий труб,деталей трубопроводов и сварочных материалов, удостоверяющий соответствие их качества требованиям технических условий на поставку, а также специальным требованиям, сформулированным при заключении контракта на поставку.

Технологическая инструкция по сварке — документ, содержащий комплекс конкретных операций, марок сварочных материалов,оборудования для сборки и сварки стыков, позволяющий изготовить сварное соединение в соответствии с требованиями нормативной документации и настоящей Инструкции.

Технологическая карта — документ, составленный в лаконичной,простой для пользователя табулированной форме на основе конкретной технологической инструкции по сварке для данного объекта.

Технические условия — основной документ на поставку труб,деталей трубопроводов, арматуры, сварочных материалов, разработанный и согласованный в установленном порядке.

Контроль сварных соединений. Норматив.

я тему чуть обобщил. а то незнаешь куда мелкие вопросы писать))). кто нибудь сталкивался..перед контролем надо зачистить поверхность. и обезжирить. в каком документе это сказано? может кто знает. спасиб!

Согласно РД 03-606-03«Инструкция по визуальному и измерительному контролю» 6.2.3. Перед проведением визуального и измерительного контроля поверхность объекта в зоне контроля подлежит зачистке до чистого металла от ржавчины, окалины, грязи, краски, масла, влаги, шлака, брызг расплавленного металла, продуктов коррозии и других загрязнений, препятствующих проведению контроля (на контролируемых поверхностях допускается наличие цветов побежалости, в случаях, когда это оговорено в производственно-технической документации (ПТД). есть еще другие документы

Если работаете на Газпром, то СТО Газпром 2-2.4-083-2006 Контроль сварки. Там все операции расписаны.

еще вопрос а кто по сколько учитывает пленки на стык?при радиографическом контроле. и подскажите в чем отличие радиографического контроля от панорамного просвечивания.

Радиография. Просвечивание бывает следующим: 1) через две стенки (две или три экспозиции) — источник расположен снаружи; 2) панорамное просвечивание — источник внутри трубы. Также есть просвет на «овал» — трубы малого диаметра (32 или 57). Про кол-во плёнки. 1. Плёнка рулонная — одна при панорамном, и 2 или 3 части — при просвечивании через две стенки. 2. Плёнка листовая — там всё индивидуально от плёнки (от размера) и дефектоскопистов.

посмотрите внимательнее на расценку по РГ контролю через 2 стенки. Там единица измерения — не «стык», а «снимок». Разумеется, на 1 снимок — 1 стандартный лист пленки ( по моему — 30*40см). А зачем Вам это ? Вам больше актуально подсчет количества снимков на 1 стык. Если это так, то я уже где-то подробно это кому-то на форуме расписывала, можно найти.

Кол-во плёнок связано с их обработкой в лаборатории проявить-закрепить). На сегодняшний день основной вид плёнки для РК — рулонная плёнка. А вот если используют листовую РТ (с размерами различными, 30х40 см просто является одним из распространённых), являетс анахронизмом. Необходимо самим сшить спец.конверты с усиливабщими экрвнами и т.д. При РК пользуйтесь ГЭСН25, там ед.измерения «стык» + доп. затраты на лабораторию и заключение (ед.изм. также «стык»).

Мари..ну как для чего..просто интересно было узнать.на стык сколько пленок,чем больше тем лучше наверно по деньгам. 25 сборник конечно хорош. но вот не особо то его приветствуют на компресс станциях. хотя иногда что нибудь пролазит)))типа временный узел для гидроиспытания(по большей части приминительно). один раз прошло и то чисто случайно «дополнительные затраты на расшифровку пленок».

Что-то мне с трудом верится, что в каком-то ЛПУ МГ (это в том числе и КС) не пользуются ГЭСН25. При обвязке КС конечно основной ГЭСНм12. Коллега guronch. не подскажешь в каком Трансгазе не приветствуют 25 сборник? Всё ещё «прейскурант Кискачи» в ходу (в своё время очень удобно было с ним работать)?

я конечно человек новый))))мне пожайлуста расскажите про прейскурант «Кискачи»?или покажите. про трансгаз -ухта)))попробовать можно конечно запихнут контроль из 25. побиться. но помню один ответ это же для линейки!))а у вас кс. вот и отвалите типа. вот Мари писала 20 отдел 12 сборника для КС хорош. надо будет проверить.

Возможно, Вы пишете про линейную часть газопровода.А я — про КС. Я уж просто поняла по задаваемым вопросам, что автор темы — коллега и работает на КС.У нас узкая специализация — обвязочные газопроводы КС, и наша лаборатория рулонную пленку практически не использует. Кстати, и проекты предусматривают контроль не панорамный, а через 2 стенки. А СТо Газпром обязывает делать контроль с таким перечнем операций, что 25 сборник просто не подходит по составу работ.В данном случае подходит только сборник 39м. Ну вообще коллега почти 100%. ну Вам повезло. Не заказчик — чудо расчудесное. самый лучший из тех которых я видела. Зачем биться?Во первых, неправильно, во-вторых 39м сборник подороже получается. Ну и славно, что у Вас заказчик Вам все правильно говорит.Охо-хо. Еще не проверили? Эх,молодежь. По трубопроводам газовой обвязки Ду500-1000 20 отдел дороже в 3-5 раз. Он не то чтобы хорош. Он точен.Да, это иногда пролазит — 1 узел на 1 станцию. И кстати, агрументация там нормальная. но проходит не всегда. ну это случайно — сметчик заказчика проглядел.

Нет никакой связи между «количеством пленки» и «количеством денег». Есть связь между «количеством снимков на стык» и «количеством денег». Поэтому «Количество пленки» совершенно неинтересно.

)))))вообщем то я со всем вышеперечисленным согласен))) Мари заказчик действиетльно хорош ничего отрицательного не скажу. 20 отдел освою))))обещаюсь!)))))

Мари, я про Кс и линейную часть магистр.газопровода. Это всё состав одного объекта «МАГИСТРАЛЬНЫЙ ГАЗОПРОВОД». А вот неразрушающий метод надо брать по ГЭСН25 сначала. и только если нет подходящей расценки по ГЭСНм39. Про контроль на КС. Мари я практик, сам несколько лет таскал источник по трубам, в т.ч. по КС. И если вы работаете с Ухтой (это как я понял сейчас Севергазпром так называется), то напр-р это были КС «Шексна» и КС «Грязовец». Поэтому вам со мной трудно спорить. Напр-р, ваша фирма не использует «рулонку» на контроле обвязки КС и на диаметрах более Ду=100 это от бедности вашей фирмы. или от слабой подготовки (профессиональной) руководителя лаборатории. До Ду=100 (только здесь вы правы про рулон) используется просвет «на эллипс». И в связи с тем что при обвязке КС используют трубы с повышенной толщиной стенки, например контроль стыка Д=57х10 — надо делать минимум 6 экспозиций чтобы достичь раскрываемости 20 мм. (меньше будет, не рассшифруешь). И про СТО не совсем точно перечень операций определяет другой документ. напр-р СНиП и ВСН, и РД, и другие.

Далее продолжу. Про рулонную плёнку. Для её обработки нужно иметь не просто пару ванночек и красный фонарь, а специальную проявочную машину. Мари, может это ещё одна причина- почему у вас нет рулонки? И способ просвета, или панорамный, или через две стенки, определяет не проект, а исполнитель. Проект определяет только объём контроля (напр-р 100%), вид контроля стыков (радиография или УЗК). А вот как, например, светить, какой плёнкой и способ выполненя этой работы — выбирает сам подрядчик. Напр-р, чтобы просветить плёнку Кодак 400 надо дать 1,9 рентгена, а это никакой Мире не под силу, только источник. Это я просто к примеру. Поэтому по максимуму надо использовать ГЭСН25 по максимуму. И на линейке и на КС. Это наиболее корректные расценки для магистральных газопроводов в целом. Заказчик не прав не принимая их.

Да причем тут есть или нет у нас эта спецательная машина. Кстати, наверное есть, так как панорамные снимки иногда делаем. Неправда Ваша. Объем контроля и метод определяет проект и смета. Если в ВОР и в смете написано «Контроль через 2 стенки» зачем трудиться и делать панораму? К тому же панорама дороже выходит.Или если написана панорама, то против контроля через 2 стенки заказчик может возразить.Если честно, не вижу причинно-следственной связи «панорамный снимок — ГЭСН-25″Кстати, в 39м сборнике расценки на панорамные снимки тоже есть. Бери-не хочу. А уж брать расценки из ГЭСН-25 (линейка) для КС при наличии прямой расценки. Уж совсем наглость.В проектах на КС заложен метод — через 2 стенки. В исключительных случаях -панорамный. Не знаю почему, наверное, потому что через 2 стенки дешевле. Ну тогда неправы десятки Газпромовских институтов, сочиняющих проекты и сметы на КС уже много лет.

Так, да не совсем так.Линейная часть- категория газопроводов 1-4, а КС — категория В. разные категории «тянут» за собой много разных разностей в части требований к сварке и контролю стыков. Да и вообще, технология монтажа линейной части и КС — две большие разницы. И даже противоположности. Все, что за забором внутри КС (и даже узел подключения) — технологические трубопроводы и технология монтажа, набор необходимых ресурсов соответствует ГЭСНм-12.А вот линейная часть — это совсем другая история — там и технология совершенно другая, механизмы другие ( в основном трубачи) и соответствует ГЭСН-25.Тоже самое с контролем. На трассе требуются передвижные лаборатории и прочее (лучше меня знаете).А на КС этого не нужно. Поэтому ГЭСНм-39 правильно для КС. А ГЭСН-25 правильно для линейной части. про СТО я правильно написала. ДА, есть СНип, ВСН и прочее что вы перечислили. Там тоже операции расписаны, но документы старее, несколько сумбурнее. Но дело даже не в этом. Я писала «Еслит работаете на Газпром — см. СТО Газпром». Дело в том, что в СТОГазпром значительно ужесточены требования по контролю сварных стыков по сравнению с действовавшими ранее СНиПами. Там все тоже самое написано, только более упорядочено и более жестко. Далее понятно — если работаешь на Газпром — исполняй то, что установил Газпром. Поэтому про СТО все правильно.

такс. давайте еще подитожим..подскажите какие стыки подвергаются 200% контролю? и чего такое гарантийный стык?

Гарантийный стык- это такой стык. к-й выполнен после испытания трубопровода (на прочность и герметичность-к примеру). напр-р. стыкуют два участка различных генподрядчиков, или соединяют новый объект к действующей магистрали. И вот такие стыки и контролируют с дубляжом. напр-р радиография+УЗК. Это наверное и есть 200%. Другой вариант про 200% определено проектом дублирование.

а ну ясно. а вот еще вопрос есть смета стыков Ду 1000 к примеру 10..в смете отражено так 10% береться через 2 стенки радиографич контроль. а остальные беруться панорамным просвечиванием. значит при контроле через 2 стенки получаем 10 снимков, при панорамном получаем 9 снимков. так понял заложена рулонная пленка. а мы не панорамным делаем а контролем через две стенки. получаеться у нас снимков вылезет 100..соответственно и дороже встанет. внимание вопрос чего делать?

Не правильно. На стык Ду=1000 имеем следующее (если плёнка рулонная): 1. При панорамном просвечивании — 1 стык 1 плёнка (длина=длине окружности + 20мм). 2. При ппросвечиванмм через две стенки 1 стык 3 плёнки(длина=длина окружности/3 + 20мм).

так в том то и дело что пленка не рулонная. 300х400. получаеться такой интересный пролет по деньгам или надо пересогласовывать. ну наверно никто не согласиться.

Если не рулонная. То кол-во плёнок в обоих случаях одно и тоже.

понятно.спасиб..значит забиваю и согласовываю факт наши затраты.

Подскажите, пожалуйста, кто сталкивался — есть прейскурант Газпромовский по неразрушаюшему контролю, 26-й, в нем оптовые цены. Так вот, что включают в себя эти оптовые цены? Что командировки не учтены — это в техчасти написано. А как с НР и СП? и ЗП? Заранее спасибо)

Юлиана а дайте посмотреть этот сборник?можно. я не сталкивался)))

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *